Электроэнергетика Сибирского ФО: состояние и перспективы развития

Сибирь – это ресурсная кладовая России. На ее территории находятся крупные запасы полезных ископаемых, ценных металлов, древесины и более 50% общероссийских гидроэнергетических ресурсов. Экономика СФО активно развивается, что сопровождается ростом электропотребления. Поэтому неизбежно встает вопрос о необходимости расширения генерирующей базы и электросетевой инфраструктуры.

Структура электроэнергетики Сибирского федерального округа

Объединенная энергосистема округа состоит из восьми региональных энергетических систем 10 субъектов Федерации, входящих в его состав, – Республик Алтай, Тыва и Хакасия, Алтайского и Красноярского края, Иркутской, Новосибирской, Омской, Томской областей и Кемеровской области – Кузбасс. При этом Алтайская энергосистема объединяет Республику Алтай и Алтайский край, Красноярскую формируют Красноярский край и Республика Тыва.

Режимом работы объединенной энергосистемы СФО управляет филиал Системного оператора ОДУ Сибири. Также зона операционной ответственности филиала охватывает энергетические системы Республики Бурятия и Забайкальского края – двух субъектов, входящих в состав Дальневосточного федерального округа.

Оперативно-диспетчерское управление энергосистемами субъектов Федерации, входящих в состав СФО, осуществляют шесть филиалов АО «СО ЕЭС»:

• Иркутское РДУ. В управлении и ведении филиала находятся объекты электроэнергетики, расположенные на территории Иркутской области. Площадь операционной зоны составляет 774,8 тыс. км², в городах и населенных пунктах проживает 2,4 млн чел.

По данным «Отчета о функционировании ЕЭС России в 2019 году», опубликованного на сайте АО «СО ЕЭС», по состоянию на 01.01.2020 г. в оперативном подчинении Иркутского РДУ функционируют 19 объектов генерации установленной электрической мощностью 13 132,1 МВт (в это число включена мощность станций крупных промышленных предприятий – 157,4 МВт).

Самыми крупными из них являются гидроэлектростанции, входящие в структуру крупнейшего частного производителя электрической энергии АО «ЕвроСибЭнерго»: 

• Братская ГЭС (4 500 МВт);
• Усть-Илимская ГЭС (3 840 МВт);
• Иркутская ГЭС (662,4 МВт).

А также тепловые электростанции – филиалы ПАО «Иркутскэнерго:

• Иркутская ТЭЦ-10 (1 110 МВт);
• Иркутская ТЭЦ-9 (540 МВт);
• Ново-Иркутская ТЭЦ (708 МВт);
• Усть-Илимская ТЭЦ (515 МВт);
• Иркутская ТЭЦ-11 (330 МВт);
• Иркутская ТЭЦ-6 (270 МВт);
• Ново-Зиминская ТЭЦ (240 МВт).

Электросетевой комплекс энергосистемы Иркутской области формируют:

- 24 ЛЭП класса напряжения 500 кВ (включая две воздушные линии, при эксплуатации которых класс напряжения составляет 220 кВ);

- 100 ЛЭП класса напряжения 220 кВ (в том числе одна воздушная линия, класс напряжения при эксплуатации которой 110 кВ);

- 274 ЛЭП класса напряжения 110 кВ;

- 309 трансформаторных подстанций и распределительных устройств электростанций суммарной мощностью трансформаторных установок 39 195 МВА.

На территории региона действуют две крупные электросетевые компании – филиал ПАО «ФСК ЕЭС» – «МЭС Сибири» и ОАО «ИЭСК».

• Кемеровское РДУ. Филиал Системного оператора выполняет функции диспетчерского управления энергообъектами Кемеровской и Томской областей. Площадь операционной зоны – 410,14 тыс. км². На территории двух субъектов Российской Федерации проживает 3,8 млн чел.

Под управлением Кемеровского РДУ вырабатывают энергию 22 энергообъекта. На 01.01.2020 г. их суммарная установленная мощность составляет 6 564,74 МВт.

В число ключевых объектов генерации входят:

• Томь-Усинская ГРЭС (1 345,4 МВт), филиал АО «Кузбассэнерго» (входит в структуру ООО «Сибирская генерирующая компания»);
• Беловская ГРЭС (1 260 МВТ), филиал АО «Кузбассэнерго» (входит в структуру ООО «СГК»);
• ГТЭС Новокузнецкая (298 МВт), филиал АО «Кузбассэнерго» (входит в структуру ООО «Сибирская генерирующая компания»);
• Южно-Кузбасская ГРЭС (554 МВт), собственник энергообъекта ООО «Мечел-Энерго»;
• Западно-Сибирская ТЭЦ (600 МВт) (входит в структуру ООО «ЕвразХолдинг»);
• Кемеровская ГРЭС (485 МВт), филиал АО «Кемеровская генерация» (входит в структуру ООО «СГК»);
• Ново-Кемеровская ТЭЦ (580 МВт), входит в группу ООО «СГК»;
• Кузнецкая ТЭЦ (108 МВт), входит в группу ООО «СГК».

По данным Системного оператора, в зоне операционной деятельности Кемеровского РДУ электроэнергетический комплекс формируют:

            - 511 ЛЭП класса напряжения 110-500 кВ;

- 404 трансформаторных подстанции и распределительных устройства электростанций классом напряжения 110-500 кВ с суммарной мощностью трансформаторов 42 966,9 МВА.

Крупнейшие электросетевые компании, работающие на территории Кемеровской и Томской областей: филиал ПАО «ФСК ЕЭС» – Кузбасское ПМЭС, филиал ПАО «МРСК Сибири» – «Кузбассэнерго-РЭС», ПАО «Томская распределительная компания».

• Красноярское РДУ. Структурное подразделение АО «СО ЕЭС» управляет работой электростанций и сетевого комплекса энергосистем Республики Тыва и Красноярского края (за исключением Таймырского, Долгано-Ненецкого и Туруханского муниципальных районов, на территории которых функционирует технологически изолированная от единой энергетической системы России территориальная энергосистема – Норильско-Таймырская энергосистема, а также Эвенкийского муниципального района). Операционная зона охватывает территорию площадью 2 508,7 тыс. км², где проживает 3,2 млн чел.

В управлении и ведении филиала находятся 19 объектов генерации установленной электрической мощностью 15 881,94 МВт (в том числе единственное предприятие энергетики Республики Тыва – Кызылская ТЭЦ с установленной мощностью 17 МВт. Собственник ООО «СГК»). По состоянию на 01.01.2020 г. в число самых крупных из них входят:

• Красноярская ГЭС (6 000 МВт). Контрольный пакет акций ПАО «Красноярская ГЭС» принадлежит энергетической компании АО «ЕвроСибЭнерго»;
• Берёзовская ГРЭС (2 400 МВт), филиал ПАО «Юнипро»;
• Красноярская ГРЭС-2 (1 260 МВт), филиал ПАО «ОГК-2»;
• Назаровская ГРЭС (1 323,96 МВт), входит в структуру ООО «СГК»;
• «Богучанская ГЭС (2 997 МВт), собственник ПАО «Богучанская ГЭС».

К объектам диспетчеризации Красноярского РДУ также относятся:

- 271 ЛЭП класса напряжения 110-500 кВ;

- 393 трансформаторных подстанции и распределительных устройства электростанций. Суммарная мощность трансформаторов составляет 58 400 МВА.

Крупнейшие электросетевые компании, работающие на территории Красноярского края и Республики Тыва: филиал ПАО «ФСК ЕЭС» – Красноярское ПМЭС, филиал ПАО «ФСК ЕЭС» – Хакасское ПМЭС, филиал ПАО «МРСК Сибири» – «Красноярскэнерго», АО «Тываэнерго».

• Новосибирское РДУ выполняет функции диспетчерского управления объектами генерации на территории трех субъектов Российской Федерации: Новосибирской области, Республики Алтай и Алтайского края. Зона операционной ответственности расположена на площади 439,5 тыс. км². В городах и населенных пунктах проживает 5,36 млн чел.

По состоянию на 01.01.2020 г. в управлении и ведении филиала Системного оператора находятся 23 электростанции суммарной электрической мощностью 4 699,01 МВт. Самыми крупными из них являются:

• Новосибирская ТЭЦ-2 (345 МВт), входит в структуру ООО «СГК»;
• Новосибирская ТЭЦ-3 (496,5 МВт), входит в структуру ООО «СГК»;
• Новосибирская ТЭЦ-4 (384 МВт), входит в структуру ООО «СГК»;
• Новосибирская ТЭЦ-5 (1 200 МВт), входит в структуру ООО «СГК»;
• Барабинская ТЭЦ (97 МВт), входит в структуру АО «СИБЭКО»;
• Новосибирская ГЭС (490 МВт). Собственник ПАО «РусГидро» (за исключением судоходного шлюза);
• Барнаульская ТЭЦ-2 (275 МВт), входит в структуру ООО «СГК»;
• Барнаульская ТЭЦ-3 (445 МВт), входит в структуру ООО «СГК»;
• Бийская ТЭЦ-1 (519,9 МВт), входит в компанию АО «БИЙСКЭНЕРГО»;
• ТЭЦ АКХЗ.

            В энергосистеме Новосибирской области функционируют:

                        - 12 ЛЭП класса напряжения 500 кВ;

                        - 57 ЛЭП класса напряжения 220 кВ;

                        - 401 ЛЭП класса напряжения 110 кВ;

- 567 трансформаторных подстанций и распределительных устройств электростанций с суммарной мощностью трансформаторных установок 24 302,9 МВА.

            На территории Алтайского края и Республики Алтай расположены:

                        - 268 ЛЭП класса напряжения 110-500 кВ;

- 281 трансформаторная подстанция и распределительное устройство электростанций с суммарной мощностью трансформаторов 11 519,8 МВА.

Крупнейшие электросетевые компании, работающие на территории Новосибирской области, Алтайского края и Республики Алтай: филиал ПАО «ФСК ЕЭС» – Западно-Сибирское ПМЭС «МЭС Сибири», АО «Электромагистраль», АО «РЭС», филиал ПАО «МРСК Сибири» – «Алтайэнерго», филиал ПАО «МРСК Сибири» – «Горно-Алтайские электрические сети».

• Омское РДУ. В диспетчерском подчинении филиала Системного оператора находятся объекты электроэнергетики Омской области. На территории операционной зоны площадью 141 тыс. км² проживает 1,9 млн чел.

По состоянию на 01.01.2020 г. в управлении и ведении Омского РДУ находятся шесть энергообъектов. Их суммарная установленная электрическая мощность составляет 1 601,2 МВт (в том числе три электростанции промышленных предприятий общей мощностью 36 МВт). Самыми крупными объектами генерации являются филиалы АО «ТГК-11»:

• Омская ТЭЦ-3 (400,2 МВт);
• Омская ТЭЦ-4 (435 МВт);
• Омская ТЭЦ-5 (735 МВт).

Электросетевой комплекс региональной системы формируют:

            - 220 ЛЭП класса напряжения 110-500 кВ;

- 204 трансформаторные подстанции и распределительные устройства электростанций с суммарной мощностью трансформаторов 10 928,3 МВА.

Крупнейшие электросетевые компании, работающие на территории Омской области: филиал ПАО «ФСК ЕЭС» – Западно-Сибирское ПМЭС, филиал ПАО «МРСК Сибири» – «Омскэнерго».

• Хакасское РДУ управляет энергообъектами в энергетической системе Республики Хакасия. Тамбовской областей. Операционная зона охватывает территорию площадью 61,9 тыс. км². На ней расположены города и населенные пункты, в которых проживает 0,53 млн чел.

По данным Системного оператора, на 01.01.2020 г. в управлении и ведении Хакасского РДУ находятся шесть объектов генерации суммарной установленной электрической мощностью 7 157,2 МВт. Наиболее крупным из них являются:

• Саяно-Шушенская ГЭС (6 400 МВт), филиал ПАО «РусГидро»;
• Майнская ГЭС (321 МВт), входит в состав филиала ПАО «РусГидро» «Саяно-Шушенская ГЭС имени П.С. Непорожнего»;
• Абаканская ТЭЦ (406 МВт), филиал АО «Енисейская ТГК (ТГК-13).

Электроэнергетический комплекс Республики Хакасия также формируют:

            - 10 ЛЭП класса напряжения 500 кВ;

            - 34 ЛЭП класса напряжения 220 кВ;

            - 50 ЛЭП класса напряжения 110 кВ;

- 65 трансформаторных подстанций и распределительных устройств электростанций напряжением 500-110 кВ. Суммарная мощность трансформаторов составляет 19 493,7 МВА.

Крупнейшие электросетевые компании, оказывающие услуги по подаче и распределению электроэнергии на территории Республики Хакасия: Филиал ПАО «ФСК ЕЭС» Хакасское предприятие МЭС, Филиал ПАО «МРСК Сибири» – «Хакасэнерго».

ОЭС Сибири граничит с энергетическими системами Востока, Урала, Казахстана, Китая и Монголии. Это третье по размеру установленной мощности электростанций энергообъединение (после ОЭС Урала и ОЭС Центра) в Единой энергосистеме РФ.

Отличительной особенностью электроэнергетики Сибири является высокая доля гидроэлектростанций с водохранилищами многолетнего регулирования в структуре генерирующей мощности – 25 301,6 МВТ, что составляет 48,56%. Это самый высокий показатель среди всех объединенных энергосистем. ГЭС Сибири вырабатывают около 10% объема электрической генерации всех электростанций ЕЭС России.

Ангарские и Енисейские ГЭС работают в единой энергосистеме Сибири в компенсационном, взаимозависимом режиме. Энергетический потенциал рек Ангаро-Енисейского бассейна составляет 70-120 млрд кВт*ч. Управление режимом ОЭС Сибири усложняется естественным колебанием годового речного стока, а также тем, что водность – это стихийное природное явление, которое крайне сложно спрогнозировать даже в краткосрочном периоде.

Кроме ГЭС в ОЭС Сибири электроэнергию вырабатывают тепловые и солнечные электростанции. По состоянию на 01.01.2020 г. на долю ТЭС приходится 26 577,96 МВт (51,01%) мощности, доля солнечной энергетики составляет 225,2 МВТ (0,43%) – это самый низкий показатель среди объединенных энергосистем России.

Атомная и ветряная энергетика в структуре ОЭС Сибири отсутствуют. Нормальный режим работы ОЭС Сибири в составе Единой энергетической системы России обеспечивают перетоки мощности по транзиту Сибирь – Урал – Центр. Это позволяет компенсировать годовую неравномерность генерации ГЭС за счет резервов ЕЭС России и дает возможность использовать регулировочный диапазон сибирских гидроэлектростанций для регулирования нагрузки в единой энергосистеме страны.

Основные показатели работы энергосистемы Сибирского ФО за 2019 год

По данным Системного оператора, в 2019 году выработка электростанций, расположенных на территории Сибирского федерального округа, составила 190 050,39 млн кВт*ч. За этот же период электропотребление в энергосистеме макрорегиона составило 198 727,94 млн кВт*ч (табл. 1).

                                                                 Таблица 1

Анализ данных показывает, что в 2019 году объединенная энергосистема СФО испытывала дефицит электрической энергии. Собственной генерации недостаточно для обеспечения потребностей потребителей в полном объеме. Недостаток покрывался за счет перетоков из смежных энергетических систем.

Энергодефицит объясняется рядом причин. Во-первых, в минувшем году в энергосистеме СФО сократилась выработка электроэнергии. По данным АО «СО ЕЭС», в 2018 году энергообъекты Сибирского федерального округа выработали 192 218,37 млн кВт*ч. В 2019-м объем генерации сократился на 2 167,98 млн кВт*ч.

Во-вторых, на протяжении года наблюдался существенный рост потребления электроэнергии промышленными предприятиями, в частности, в компаниях, специализирующихся на производстве алюминия:

• ПАО «РУСАЛ Братск» в энергосистеме Иркутской области;
• ЗАО «Богучанский алюминиевый завод» в энергосистеме Красноярского края и Республики Тыва.

В 2019 году фактический объем мощности выведенных в капитальный и средний ремонт турбо- и гидроагрегатов электростанций объединенной энергосистемы Сибири составил 10 595 МВт, что на 464 МВт больше объема, запланированного сводным годовым графиком ремонтов (10 131 МВт).

На протяжении года выполнен капитальный и средний ремонт энергетического оборудования суммарной мощностью 9 467 МВт. Этот показатель на 153 МВт больше, чем было запланировано ГГР (9 314 МВт).

Как следует из отчетов АО «СО ЕЭС» о функционировании Единой энергосистемы России, на 31.12.2018 г. установленная мощность электростанций ОЭС Сибири составляла 51 861,09 МВт. На протяжении 2019 года в результате перемаркировки действующего энергооборудования этот показатель увеличился на 61,47 МВт. Прочие изменения и уточнения увеличили его еще на 0,2 МВт. Кроме того, было введено в работу новое генерирующее оборудование суммарной мощностью 182 МВт. В результате этих изменений мощность электростанций объединенной энергосистемы Сибири возросла на 243,67 МВт и достигла отметки в 52 104,76 МВт (на 01.01.2020 г.).

      В 2019 году на электростанциях Сибирского федерального округа введено в эксплуатацию следующее энергооборудование мощностью 92 МВт:

• С 1 апреля начала отпуск электроэнергии в единую сеть третья очередь Майминской СЭС мощностью 5 МВт. Фотоэлектрическая электростанция расположена в Майминском районе Республики Алтай. После ввода в работу гетероструктурных солнечных модулей третьей очереди установленная электрическая мощность энергообъекта составляет 25 МВт;
• 1 апреля в Республике Алтай пущена в эксплуатацию первая очередь Ининской фотоэлектрической солнечной электростанции мощностью 10 МВт. В декабре состоялся пуск второй очереди, что позволило увеличить мощность энергогенерирующего объекта до 25 МВт;
• В августе ПАО «Кокс» – один из крупнейших в России производителей и экспортеров металлургического кокса – запустило вторую очередь конденсационной электростанции (КЭС). Установленная мощность нового энергооборудования составляет 12 МВт. Оно состоит из турбогенератора, циркуляционного насоса и четырех секций градирни вентиляторного типа.

Строительство второй очереди велось в рамках экологической программы ПАО «Кокс». Энергообъект вырабатывает электричество из излишков коксового газа, что предотвращает выбросы парниковых газов и вредных веществ в атмосферу, а также позволяет экономить водные ресурсы за счет использования системы оборотного водоснабжения.  

Пуск в работу нового оборудования позволил увеличить мощность КЭС до 24 МВт. Этого достаточно, чтобы полностью обеспечить потребности предприятия в электрической энергии. В реализацию проекта инвестировано около 315 млн руб.;

• 1 декабря на территории Республики Алтай выдала первые киловатты в сеть Усть-Коксинская СЭС мощностью 40 МВт. Она стала крупнейшим объектом солнечной энергетики в Сибири;
• В Республике Алтай завершено строительство Чемальской СЭС. Мощность новой фотоэлектрической станции составила 10 МВт. Она стала восьмой по счету электростанцией на солнечных панелях, построенной компанией «Хевел» в этом регионе. Общая сумма инвестиций за время строительства составила около 10 млрд руб.

С вводом в эксплуатацию Чемальской СЭС суммарная установленная мощность солнечных электростанций в Алтайской энергосистеме достигла значения 120 МВт. По оценкам аналитиков, годовая выработка электрической энергии всеми объектами солнечной генерации составит не менее 154 млн кВт*ч. Этого количества достаточно, чтобы обеспечивать более 30% потребности региона в электричестве.

Республика Алтай стала первым субъектом Российской Федерации, где создан кластер возобновляемой энергетики. Этому способствовали традиционная энергозависимость региональной энергосистемы и благоприятные природно-климатические условия: на Алтае солнце светит около 250 дней в году.

Солнечная энергетика обеспечит энергодефицитный регион достаточным количеством мощности, позволит сократить переток электроэнергии из смежных энергосистем, повысить качество электроснабжения, подключить к электросетям новых крупных потребителей и снизить потери при передаче электроэнергии без роста тарифной нагрузки на жителей.

Правительство региона рассматривает развитие малой и автономной энергетики на базе солнечной генерации как один из вариантов решения социально-экономических задач. Например, с начала реализации проекта по строительству фотоэлектрических станций на Алтае было создано около 200 новых рабочих мест, увеличились поступления в бюджет, в том числе на развитие социальной сферы.

В 2019 году, наряду с новым генерирующим оборудованием, в энергосистеме СФО введены в эксплуатацию новые линии электропередач. По данным АО «СО ЕЭС», в IV квартале в энергетической системе Иркутской области подключены и опробованы рабочим напряжением следующие цепи электроснабжения:

• 19 октября – ВЛ 220 кВ «НПС-3 – НПС-2 № 1»;
• 19 октября – ВЛ 220 кВ «НПС-3 – НПС-2 № 2»;
• 22 октября – I и II цепи ВЛ 220 кВ «Коршуниха – НПС-5»;
• 27 октября – I и II цепи ВЛ 220 кВ «Мамакан – Сухой Лог»;
• 27 октября – ВЛ 220 кВ «Пеледуй – Сухой Лог № 1»;
• 27 октября – ВЛ 220 кВ «Пеледуй – Сухой Лог № 2»;
• 6 декабря – ВЛ 220 кВ «Усть-Илимская ГЭС – Усть-Кут № 2».

Проект цифровой СЭС: первый пошел

В 2019 году объекты солнечной генерации в Алтайской энергосистеме начали переводить на телеуправление. Первой в Сибири фотоэлектрической станцией, управляемой из диспетчерского центра Системного оператора, стала Майминская СЭС. Пилотный проект реализован компанией «Хевел» в сотрудничестве со специалистами Новосибирского РДУ.

Результат серии испытаний системы дистанционного управления технологическим процессом подтвердил готовность оборудования к пуску в опытную эксплуатацию с 3 сентября. Опытная эксплуатация необходима для усовершенствования рабочего процесса с учетом реальных условий использования, контроля характеристик и накопления опыта.

Инновация позволяет значительно ускорить процесс выполнения управляющих воздействий, направленных на приведение рабочих показателей энергосистемы в допустимые пределы для предотвращения технических сбоев и при устранении аварийных ситуаций.

Также система телеуправления позволяет регулировать напряжение в контрольных точках зоны операционной ответственности Новосибирского РДУ. Кроме того, она дает возможность сократить численность оперативного персонала в штате компании, поскольку телеуправление не требует постоянного присутствия дежурного оператора на энергообъекте.

Дистанционное управление режимом работы фотоэлектрической станции позволяет отойти от практики оперативного дежурства к обслуживанию оборудования специалистами оперативно-выездных бригад. Это положительно сказывается на технологических процессах и экономически выгодно для генерирующей компании.

Цифровизация солнечной электростанции и реализация серии других проектов, направленных на развитие дистанционного управления оборудованием центров питания, внедрение систем контроля запасов устойчивости и ввод в действие централизованных систем противоаварийной автоматики нового поколения происходят в рамках принятого компанией курса на цифровую трансформацию.

Ожидается, что внедрение цифровых технологий позволит повысить эффективность оперативно-диспетчерского управления объектами энергетики. На фоне наметившейся тенденции к увеличению количества и мощности электростанций, вырабатывающих электричество из возобновляемых источников энергии, можно смело прогнозировать дальнейший рост значимости телеуправления и постепенное расширение сферы использования цифровых решений.

Накануне испытаний системы дистанционного управления Майминской СЭС энергетики ОДУ Сибири и специалисты компании «Хевел» провели масштабную подготовительную работу. Подготовка к проведению испытаний включала в себя ряд мероприятий:

• Разработку перечня необходимых дополнительных параметров обмена данными, в том числе команд дистанционного управления активной и реактивной мощностью объекта солнечной генерации;
• Подготовку нормативной документации для диспетчеров АО «СО ЕЭС» и оперативного персонала энергообъекта;
• Настройку каналов связи, соответствующих требованиям информационной безопасности;
• Внесение изменений в конфигурацию оперативно-информационного комплекса Новосибирского РДУ и АСУ ТП на энергообъекте;
• Организацию получения необходимой телеметрической информации.

Новосибирское РДУ и компания «Хевел» предварительно утвердили специальные программы и разработали методики проведения испытаний, которые предусматривали изменение активной и реактивной мощности Майминской СЭС. В документах также учтена возможность полного прекращения выдачи мощности энергообъекта.

В ходе испытаний была проверена способность системы дистанционного управления сохранять функциональность при возникновении нештатных ситуаций. К примеру, в случае выхода из строя каналов связи или при получении некорректных команд.

В дальнейшем положительный опыт применения технических и организационных решений будет использован для внедрения телеуправления на других солнечных электростанциях Алтайской энергосистемы.

Наряду с цифровизацией энергообъектов на солнечных модулях в регионе планируют внедрить еще одну инновацию. Речь идет о накопителе емкостью 1 МВт для сохранения электрической энергии, вырабатываемой фотоэлектрическими панелями. В дальнейшем накопленное электричество будет передаваться потребителям через сетевую инфраструктуру региональной энергосистемы.

Промышленный накопитель будет установлен на Кош-Агачской СЭС. Пилотный проект реализуется ГК «Хевел» совместно с АО «СО ЕЭС» и французской компанией SAFT. По оценкам специалистов, ввод в действие аккумуляторных батарей позволит поддерживать стабильное надежное электроснабжение потребителей и исключить энергодефицит. Кроме того, в регионе будут созданы новые рабочие места.

В случае успешной реализации пилотного проекта Республика Алтай станет первым регионом РФ, на территории которого функционирует сетевая солнечная электростанция с накопителями энергии.

Пеледуйское кольцо – больше, чем украшение

Промышленность Сибирского федерального округа активно развивается. Об этом свидетельствует ряд крупных инвестиционных проектов, которые находятся в стадии реализации. Чтобы обеспечить их электроэнергией, с начала 2020 года введены в эксплуатацию новые электросетевые мощности. Они используются для технологического присоединения к сетям объектов ОАО «Российские железные дороги», металлургической промышленности и нефтяных компаний.

До конца текущего года в энергосистемах Иркутской области и Красноярского края планируется ввод в работу около 500 км ЛЭП и 240 МВА трансформаторной мощности. Новые энергообъекты необходимы для присоединения крупных промышленных предприятий.

Эксперты отмечают, что во II квартале 2020 года энергопотребление в СФО снизилось на 3,3% по сравнению с аналогичным периодом предыдущего года. Однако уже в начале III квартала ситуация в корне изменилась. Пик падения был пройден и наметилась стойкая тенденция к восстановлению.

В Иркутской области рост электропотребления связывают с началом работы новых и увеличением нагрузки действующих предприятий:

• ПАО «РУСАЛ Братский алюминиевый завод» (сокращенно «БрАЗ») – крупнейший алюминиевый завод в РФ, который выпускает 30% производимого в России алюминия;
• АО «Ангарская нефтехимическая компания» – крупнейшее предприятие Иркутской области по переработке нефти, выпуску нефтепродуктов и нефтехимии;
• Коршуновский горно-обогатительный комбинат – одно из самых больших железорудных предприятий России и единственное в Восточной Сибири;
• ОАО «РЖД».

Бодайбинский и Мамско-Чуйский энергорайоны продолжительный период времени считались зонами особого внимания в Иркутской энергосистеме. Однако в 2019 году энергетики ввели в эксплуатацию сразу несколько новых энергообъектов, что стало финальным аккордом в создании Пеледуйского энергетического кольца.

Специалисты АО «СО ЕЭС» реализовали комплекс режимных мероприятий для включения в работу питающего центра 220 кВ «Сухой Лог» мощностью 250 МВА и линий электропередачи класса напряжения 220 кВ Пеледуй – Сухой Лог № 1, 2 и Мамакан – Сухой Лог I, II цепь.

Замыкание энергокольца, наряду с ранее завершенным строительством подстанции 500 кВ «Усть-Кут», стало важным мероприятием, направленным на минимизацию рисков нарушения электроснабжения потребителей и устранение дефицита мощности в двух «проблемных» энергорайонах Иркутской энергосистемы.

Введенные в эксплуатацию центры питания и новые ЛЭП на практически полностью построены с использованием отечественного электрооборудования и программных комплексов. Подстанции «Сухой Лог» и «Усть-Кут» оснащены современными коммутационными устройствами, автоматизированными системами управления и коммерческого учета, РЗА на базе микропроцессорных терминалов.

После перевода входящей в энергокольцо ЛЭП класса напряжения 110 кВ «Таксимо – Мамакан» на напряжение 220 кВ Бодайбинский и Мамско-Чуйский энергорайоны могут быть исключены из перечня регионов с высокими рисками нарушения электроснабжения, который утверждается Минэнерго РФ.

Солнечной энергии станет еще больше

Компания «Авелар Солар Технолоджи» планирует в 2020 году ввести в действие одну из крупнейших в Сибири электростанций на фотоэлектрических модулях. В настоящее время на территории Нововаршавского района Омской области завершены строительные работы на СЭС мощностью 30 МВт.

После ввода в действие она станет второй в регионе солнечной электростанцией. Первая мини-станция, мощностью 1 Мвт, была пущена в эксплуатацию в октябре 2019 года. Она построена на Омском нефтеперерабатывающем заводе, принадлежащем компании «Газпром нефть».

Нововаршавская СЭС расположена на арендованном участке площадью 80 га. Функции инвестора и подрядчика взяла на себя ГК «Хевел». Строительные работы выполнены силами компании «Авелар Солар Технолоджи», которая входит в состав Группы.

Проект реализован на заемные и собственные денежные средства «Хевел». Капиталовложения в строительство нового объекта солнечной генерации на юге Омской области оцениваются в 2,4 млрд  руб. Ожидается, что ежегодно в бюджет будет поступать около 140 млн руб. налоговых отчислений.

В заявлении пресс-службы компании говорится, что вся электроэнергия, вырабатываемая Нововаршавской СЭС, будет поступать в ЕЭС России. Энергообъект будет работать на основе ДПМ. Механизм поддержки возобновляемой энергетики предполагает продолжительный срок возврата инвестиций – около 15 лет.

Территория Нововаршавского района выбрана для установки фотоэлектрических модулей из-за высокого уровня инсоляции и наличия земельного участка, непригодного для сельскохозяйственных нужд. Помимо этого, район получил субсидию на устранение свалки со смежного земельного участка, на котором «Хевел» планирует строить вторую очередь электростанции.

В Сибири, где насчитывается около 300 солнечных дней в году, лето жаркое и сухое, а зимы – продолжительные и морозные, создаются благоприятные условия для развития солнечной энергетики.

По заключению экспертов, приход солнечной радиации в регионе составляет 4-5 кВт*ч на 1 м² в день. Это соизмеримо с южными районами Германии и севером Испании, которые занимают лидирующие позиции по внедрению фотоэлектрических преобразователей.

В зоне с высоким уровнем инсоляции находится вся Омская область. Однако ресурсы солнечной энергии особенно велики в южных районах, поэтому ГК «Хевел» рассматривает варианты строительства еще нескольких СЭС на юге региона. Например, особую заинтересованность инвестора вызвали Одесский и Русско-Полянский районы.

В Российской Федерации развитие солнечной энергетики сдерживается отсутствием поддержки государства. Во многих странах потребители, установившие частные фотоэлектрические модули, либо получают скидку на оплату электроэнергии, либо могут воспользоваться специальным «зеленым» тарифом и реализовывать электричество соседям. Такой подход способствовал ускоренному росту отрасли. В течение последних восьми лет капзатраты на строительство СЭС в мире сократились в пять раз.

В РФ ситуация несколько иная. Технологические особенности отечественной энергосистемы и нюансы правового регулирования привели к тому, что около 90% всех «зеленых» энергоустановок мощностью до 10 кВт не подключены к ЕЭС России. В стране отсутствует практика субсидирования кредитов на приобретение фотоэлектрических модулей, к тому же статус частных владельцев таких установок в российском законодательстве пока не определен.

Хотя первые шаги в этом направлении уже предприняты. Правительство РФ разработало федеральный закон о развитии микрогенерации, в том числе на основе ВИЭ, который вступил в силу 30 декабря 2019 года. В компании «Хевел» считают, что к 2024 году установленная мощность СЭС в России может увеличиться до 1 500 МВт.

38 таежных сел осветила энергия солнца

В труднодоступных таежных селах Горной Шории (Кемеровская область) отсутствует централизованное электроснабжение. Жители этих населенных пунктов либо никогда не пользовались электричеством, либо получали энергию от дизельных генераторов, что требовало больших затрат на доставку топлива и обслуживание дизель-генераторных установок. Кроме того, электроэнергия подавалась в дома жителей по расписанию, постоянного электроснабжения не было.

В 2020 году в 38 отдаленных сел Горной Шории пришла солнечная энергетика. Работы по обеспечению электричеством труднодоступных и малонаселенных территорий ведутся в рамках региональной программы электрификации таежных поселков Таштагольского района с помощью ВИЭ. Проект стартовал в декабре 2019 года.

Программа финансируется за счет средств областного и муниципального бюджетов. В 2020 году на ее реализацию в общей сложности выделено 52,4 млн руб. Задача проекта: установить во дворах всех желающих автономные солнечные электростанции, чтобы обеспечить возможность круглосуточного потребления около трех кВт электрической энергии. Этого количества достаточно для удовлетворения нужд каждого домовладения.

Стоимость 1 комплекта оборудования 250 тыс. руб. Он состоит из 4-х фотоэлектрических панелей, инвертора и аккумулятора. Аккумуляторная батарея рассчитана на 10 лет работы, срок службы солнечных батарей – 25 лет.

Первая партия систем генерации прибыла в Кузбасс в мае. Вскоре энергетики приступили к монтажу миниэлектростанций. Для жителей таёжных сёл энергооборудование и его установка бесплатны.

Таштагольский район – это уникальная территория, которая остро нуждается в поддержке. Здесь красивая природа, горы, тишина и чистый воздух. Но зимой сюда можно добраться только на снегоходе. Поэтому для развития района, улучшения качества жизни населения проектируется строительство участков дорог между селами и проводится капитальный ремонт одного из старейших участков магистрали Новокузнецк – Таштагол в районе поселка Мундыбаш.

Задача № 1: снижение вредных выбросов

Согласно Указу Президента РФ В.В. Путина «О национальных целях и стратегических задачах развития Российской Федерации на период до 2024 года» № 204 от 7 мая 2018 года, в Омске и еще 11 крупных промышленных городах России должны быть реализованы комплексы мероприятий, направленных на снижение уровня выбросов загрязняющих веществ в окружающую среду.

 В атмосфере Омска превышения предельно допустимой концентрации вредных веществ фиксируются регулярно. К 2024 году Омск обязан сократить их количество на 22,5%. Поэтому в Омской области остро стоит вопрос снижения доли угольной генерации в структуре установленной мощности региональной энергосистемы. В регионе строятся новые энергообъекты, вырабатывающие электричество из возобновляемых источников энергии, что приведет к существенному снижению выбросов углекислого газа.

Кроме того, в области активно развивается рынок газомоторного топлива. Необходимость увеличения доли природного газа в качестве экологичного моторного топлива в топливном балансе транспортной отрасли является программой государственного значения.

АО «Территориальная генерирующая компания №11» создано в процессе реформирования энергетической отрасли России. «ТГК-11» входит в состав группы «Интер РАО» и является одной из крупнейших теплогенерирующих компаний Сибири. Ей принадлежат три теплоцентрали (Омские ТЭЦ-3, 4, 5 установленной мощностью 1 565,2 МВт). На их долю приходится около 36% всего объема выбросов.

АО «ТГК-11» планирует к 2024 году снизить валовые выбросы на 22,5 тыс. тонн или 8,97% от уровня, зафиксированного по итогам 2017 года. Поставленная цель будет достигнута за счет поэтапного технического перевооружения электрофильтров котлов ТЭЦ-4 и ТЭЦ-5. Стоимость внедрения инновационных систем очистки оценивается в 5,88 млрд руб. Модернизация оборудования будет выполнена за счет средств федерального бюджета.

Комплексный план модернизации оборудования энергогенерирующих объектов будет реализован в рамках национального проекта «Экология». Нацпроект состоит из 11 разделов, в том числе «Чистый воздух». В ходе его реализации планируется снижение уровня выбросов загрязняющих веществ в атмосферу как минимум на 20% в 12 промышленных центрах.

Кроме того, АО «ТГК-11» реализует ряд крупных инвестиционных проектов на теплоцентралях Омска, которые будут завершены в 2021 году:

• Реконструкция оборудования деаэрационно-подпиточной установки на ТЭЦ-3;
• Техническая переоснастка химического цеха ТЭЦ-3;
• Модернизация турбоагрегата № 7 на ТЭЦ-4.

Внедрение современных технических решений позволит снизить уровень выбросов загрязняющих веществ в окружающую среду, повысить качество и надежность электроснабжения потребителей Омской области.

Больше генерации, меньше вреда для экосистемы

Компания En+ Group – мировой лидер по производству низкоуглеродного алюминия и возобновляемой энергии, реализует масштабный проект, который предусматривает замену силовых масляных трансформаторов на Красноярской ГЭС.

Обновление энергогенерирующего оборудования проводится в рамках комплексной Программы модернизации гидроэлектростанций Ангаро-Енисейского каскада «Новая энергия». Ее цель – увеличение выработки энергии при том же объеме воды, который пропускается через турбины энергообъекта.

Одно из заданий экологической Программы заключается в снижении негативного воздействия на климат за счет предотвращения выбросов парниковых газов в процессе генерации тепловой и электрической энергии на тепловых электростанциях. Программа реализуется с 2007 года и предполагает масштабное обновление основного энергогенерирующего оборудования на крупнейших сибирских гидроэлектростанциях компании En+ Group: Усть-Илимской, Братской, Красноярской и Иркутской.

В ходе реализации Программы поэтапно реконструируется оборудование гидроагрегатов, производится замена рабочих колес, трансформаторов и ОРУ. За счет новой конструкции профиля лопастей новых рабочих колес достигаются более высокие показатели КПД.

Еще одним важным заданием, которое призвана решить модернизация, является повышение безопасности и надежности ГЭС: создание условий, препятствующих преждевременному износу генераторов, и действенная борьба с кавитацией.

В августе 2020 года на Красноярскую ГЭС доставлен первый трехфазный блочный трансформатор нового поколения. Его мощность составляет 630 МВА. Он разработан и изготовлен специально для этой гидроэлектростанции.

Модель оснащена инновационными контрольно-измерительными устройствами – системой мониторинга и диагностики трансформаторного оборудования. Ее функционал позволяет в режиме онлайн отслеживать рабочие параметры трансформатора и прогнозировать возможные изменения в его техническом состоянии. Это дает возможность своевременно выявлять и оперативно устранять дефекты в работе оборудования.

Вместе с трансформатором будут установлены новые устройства вторичной коммутации, системы охлаждения и пожаротушения, ошиновка и др.

Реализация проекта комплексной замены трансформаторов Красноярской ГЭС рассчитана на период до 2028 года. По ее завершении на энергообъекте будут установлены шести силовых трансформаторов 220 кВ и девять однофазных 500 кВ нового поколения. Срок их службы составляет 30 лет. В модернизацию энергооборудования будет инвестировано более 4 млрд руб.

Доставленный на электростанцию уникальный трансформатор относится к категории крупногабаритного нестандартного оборудования. Его вес достигает 250 тонн. Трансформатор везли из Екатеринбурга, где он был произведен на заводе группы СВЭЛ, до Дивногорска и далее на ГЭС в течение 10 дней.

Транспортировка осуществлялась на особом составе по индивидуальному графику. Для перевозки был подготовлен маршрут следования. Тяжеловесный габаритный груз перевозили с помощью специальной емкости в форме корыта, изготовленной по спецзаказу как дополнение к грузу.

Пуск нового оборудования в промышленную эксплуатацию запланирован на март 2021 года. До этого специалисты демонтируют старое энергооборудование и проведут первые испытания.

Ставка на золото

В октябре 2020 года Федеральная сетевая компания сообщила о завершении проекта, в рамках которого энергетики выполнили технологическое присоединение энергоустановок ООО «Соврудник» к питающему центру 220 кВ «Тайга».

«Соврудник» – производственная компания с вековой историей. Специализируется на добыче рудного золота открытым способом с переработкой руды на специализированной фабрике. Входит в группу компаний «Южуралзолото». По объемам золотодобычи предприятие занимает второе место в Красноярском крае и входит в топ-10 золотодобывающих компаний России.

ПС 220 кВ «Тайга» находится на территории Северо-Енисейского района. На центре питания энергетики смонтировали две линейные ячейки 110 кВ и установили современное коммутационное оборудование отечественного производства.

Разъединители и элегазовые выключатели отличаются улучшенными характеристиками и более продолжительным сроком службы. По оценкам экспертов, это обеспечит качественное, бесперебойное энергоснабжение месторождений по ЛЭП класса напряжения 110 кВ, построенным силами производственной компании.

В результате технологического присоединения обеспечена выдача 32 МВт мощности из единой национальной энергосистемы для электроснабжения месторождений «Золотое» и «Высокое», включенных в КИП «Енисейская Сибирь». Комплексный инвестиционный проект реализуется на территории трех регионов-соседей – в Красноярском крае, Республиках Хакасия и Тыва. Он призван активизировать социально-экономическое развитие регионов, где проживает более 3,7 млн человек.

В рамках освоения месторождения «Высокое» запланировано создание соответствующей инфраструктуры. В частности, строительство горнотранспортного комплекса, золотоизвлекательной фабрики, вахтового поселка, ремонтно-механического участка, автотранспортного цеха, складских помещений и хвостохранилища.

Для обеспечения нужд горно-обогатительного комбината введена в действие ЛЭП класса напряжения 110 кВ протяженностью 100 км и центр питания 110 кВ «Высокое». Строится автодорога и железобетонный мост через реку Тея. Разрабатывается и согласовывается разрешительная документация для строительства объектов ГОКа.

Подтвержденные эксплуатационные запасы месторождения составляют 50 тонн золота. Ожидается, что в ходе дальнейшей разведки глубоких горизонтов запасы драгоценного металла существенно увеличатся.

В рамках освоения месторождения «Высокое» будет построен современный горно-обогатительный комбинат. Строительные работы планируется вести в два этапа. После завершения первого этапа ГОК сможет ежегодно перерабатывать около 5 млн тонн руды и производить более 5 тонн золота. В дальнейшем будет построена вторая очередь.

Освоение месторождения «Высокое» позволит в два раза увеличить объемы золотодобычи ООО «Соврудник». Начиная с 2023 года предприятие ежегодно будет добывать более 11 тонн золота. Этого количества достаточно, чтобы объемы производства драгоценного металла в Красноярском крае возросли на 10%. Кроме того, в регионе будет создано более 2 тыс. рабочих мест.

Кроме мероприятий по технологическому присоединению золотых месторождений «Высокое» и Золотое» «Россети ФСК ЕЭС» реализуют ряд проектов по электроснабжению других объектов КИП.

Например, к концу 2022 года сетевая компания планирует обеспечить выдачу дополнительных 117 МВт мощности для объектов золотодобывающей компании «Полюс». Для этого на ПС 220 кВ «Тайга» будет установлен дополнительный автотрансформатор мощностью 125 МВА и модернизировано оборудование ЛЭП класса напряжения 220 кВ «Приангарская – Раздолинская» для увеличения их пропускной способности.

«Цифра» объединяет узловые центры питания Алтая

Энергетики Федеральной сетевой компании завершают реконструкцию энерготранзита 220 кВ «Барнаульская – Троицкая – Бийская», который обеспечивает электрической энергией восточные районы Алтайского края. К началу 2021 года будет завершен монтаж 168 км грозозащитного троса ВЛ со встроенным оптоволоконным кабелем.

Реализация проекта позволит решить ряд важных задач:

• Объединение цифровой сетью связи узловых подстанций Алтайской энергосистемы;
• Обеспечение надежной защиты линий электропередачи от грозовых перенапряжений;
• Повышение качества и надежности электроснабжения шести районов, где находится горнолыжный курорт «Белокуриха», расположены объекты газопровода «Барнаул – Бийск – Горно-Алтайск», функционируют крупные промышленные предприятия и проживает 390 тыс. человек;
• Повышение эффективности управления оборудованием трех узловых питающих центров Алтайского края – 500 кВ «Барнаульская», 220 кВ «Троицкая» и «Бийская».

На первом этапе специалисты «Россети ФСК ЕЭС» проложили 5 км самонесущего оптического кабеля и 70 км грозозащитного троса со встроенным оптико-волоконным кабелем. Второй этап реализации проекта предполагает монтаж оставшегося участка аналогичного грозотроса. Его протяженность составляет 98 км.

Масштабное обновление Усть-Хантайской ГЭС

На Усть-Хантайской гидроэлектростанции, входящей в структуру Норильско-Таймырской энергетической компании, введен в работу шестой пусковой комплекс. Новое энергогенерирующее оборудование может функционировать в режиме синхронного компенсатора, что позволит повысить надежность электроснабжения и устойчивость энергосистемы в период пиковых нагрузок.

Усть-Хантайская ГЭС (491 МВт) находится на реке Хантайка возле поселка Снежногорск Красноярского края. Ее выработка предназначена для обеспечения электроэнергией производственных площадок крупнейшего в мире Норильского горно-металлургического комбината, а также Игарского и Дудинского промышленных районов.

В 2011 году прокуратура Красноярского края обратилась в суд, который своим решением обязал ОАО «Таймырэнерго» (прежнего владельца электростанции, приобретенного ГМК «Норильский Никель» у РАО «ЕЭС» на аукционе в 2007 году) модернизировать энергооборудование Усть-Хантайской ГЭС.

На энергообъекте установлено семь гидроагрегатов, которые вводились в эксплуатацию в период с 1970 г. по 1972 г. После реконструкции и замены генерирующего оборудования мощность гидроэлектростанции должна составить 511 МВт.

Проект по обновлению гидроагрегатов реализуется с 2014 года. Поворотно- лопастные турбины мощностью 63 МВт, отработавшие более 40 лет, демонтируют и на их место устанавливают радиально-осевые. Мощность новых агрегатов составляет 73 МВт.

С 2015 г. по 2020 г. произведена модернизация шести гидроагрегатов. В обновление генерирующего оборудования было инвестировано более 6 млрд руб. За время его эксплуатации отмечена устойчивая и надежная работа на всех режимах, рабочие характеристики полностью соответствуют заявленным. В целом стоимость технического перевооружения составит более 7 млрд руб.

В настоящее время ведется подготовка к строительству седьмого пускового комплекса. Завершение работ по замене гидроагрегатов Усть-Хантайской ГЭС запланировано на 2021 год.

Северская ТЭЦ в ожидании перемен

В 2020 году Центральный проектно-технологический институт, объединяющий проектно-конструкторские подразделения организаций, входящих в ТК «ТВЭЛ», заключил договор с Объединенной теплоэнергетической компанией (19 июня 2020 года ОТЭК изменила название на АО «Русатом Инфраструктурные решения») на разработку проектной, рабочей и конструкторской документации по техническому переоснащению Северской ТЭЦ.

Специалисты ЦПТИ проведут серию расчетов тепловой схемы теплоцентрали и разработают пакеты документов для:

• замены двух старых турбоагрегатов на новые паровые турбины суммарной мощностью 60 МВт;
• реконструкции 10 котельных агрегатов;
• компактизации тепловой схемы;
• автоматизации производственных процессов с помощью современных автоматизированных систем управления.

В III квартале Сибирский филиал ЦПТИ осуществил сбор исходных данных для разработки необходимой проектной документации. На подготовительном этапе работ по реконструкции генерирующего оборудования специалисты АО «РИР» провели лазерное сканирование и сферическую фотосъемку цехов теплоцентрали.

Лазерный сканер для помещений – прибор, который в процессе вращения в двух плоскостях посылает во все стороны лазерные лучи и фиксирует их отражение. При сканировании объекта с нескольких ракурсов получается его точная трххмерная модель.

Исследование Северской ТЭЦ методом лазерного сканирования позволяет создать высокоточный цифровой макет главного корпуса тепловой электростанции, указать месторасположение здания химводоочистки, машинного и котельного отделений, основных узлов и агрегатов.

Сбор данных – это кропотливый труд. Например, создание 3D-модели котлоагрегата предполагает сканирование объекта с 350 разных ракурсов, турбоагрегата – с 200. Для создания макета ТЭЦ было проведено около 10 тыс. сканирований.

На основе собранной информации в ЦПТИ будут разработаны цифровые «двойники» энергообъекта. Один подробно продемонстрирует текущее состояние тепловой электростанции, второй станет воплощением проектной модели. Срок выполнения всего объема работ – 2022 год.

На всех этапах проектирования Северской ТЭЦ будут применяться инновационные BIM-технологии, основанные на использовании интеллектуальных 3D-моделей. С помощью этой технологии специалисты по архитектуре и строительству могут еще эффективнее планировать, проектировать, строить и эксплуатировать различные объекты на всех стадиях их жизненного цикла.

Успешная реализация проекта позволит ЦПТИ наработать ценный опыт, чтобы в будущем тиражировать его на другие энергогенерирующие объекты.

Северская ТЭЦ (699 МВт) находится в городе Северске Томской области, расположена на территории Сибирского химического комбината, производит тепловую и электрическую энергию для нужд предприятия и закрытого административно-территориального образования (ЗАТО) Северск.  

Мощности электростанции вводились в работу поэтапно с 1953 г. по 1961 г. Генерирующее оборудование состоит из 15 турбоагрегатов и 18 котлов. Результатом модернизации, которая будет завершена в 2025 году, станет надежность и экономическая эффективность работы теплоцентрали при реализации графиков нагрузки.

Неэффективные котельные Белово пойдут под снос

В мае 2020 года в администрации г. Белово состоялись общественные слушания, в которых приняли участие жители города и представители ООО «СГК». Темой мероприятия стало внесение корректив в генплан Беловского городского округа и включение теплотрассы от Беловской ГРЭС до замещаемых котельных в список объектов местного значения.

Отличительной особенностью планировочной структуры города является территориальная разобщенность. Фактически Белово состоит из нескольких небольших частей, каждая из которых имеет свою социальную инфраструктуру, автономные системы водо- и теплоснабжения, которые характеризуются высокой степенью износа.

Большая часть котельных находится в центральной части города. Здесь же расположены склады угля. Почти все теплосети построены наземным способом прокладки трубопроводов. Они старые, изношенные и выглядят неэстетично.

Изменить ситуацию к лучшему поможет проект СГК: прокладка подземной тепломагистрали протяженностью 12,4 км от Беловской ГРЭС до котельных № 10, № 33, № 34, далее до МКУ «Сибирь», котельных 33 и 32 кварталов, микрорайона № 3 и квартала «Сосновый» позволит закрыть шесть неэффективных источников тепловой энергии и демонтировать существующую воздушную систему, что улучшит внешний облик городских улиц.

За счет привлечения средств федерального бюджета и частных инвесторов в Белово будет построена новая, более надежная, эстетичная и экономически выгодная система теплоснабжения, оснащенная современным комплексом диспетчеризации и управления.

Проект ООО «СГК» получил общественное одобрение, что стало отправной точкой для проведения проектных и строительных работ. Первое тепло от ГРЭС поступит в дома жителей Белово в 2021 году, с началом нового отопительного сезона.